越南是制造业中心，也是亚洲增长最快的经济体之一，强劲的工业化进程推动了其对能源和电力的需求。 随着经济快速发展，越南电力供需矛盾日益突出，原有的电力设施并没有及时更新换代，使得该国电力需求已经超过电力产能，电力结构亟待转型升级。越南电力市场发展潜力巨大，但受限于电网消纳能力，能源投资也面临一定风险。 投资环境 1、国家概况 越南位于中南半岛东部，北与中国接壤，西与老挝、柬埔寨交界，东面和南面临南海。越南海岸线长3260多公里。 越南全国划分为58个省和5个直辖市，人口为9826万(2021年)，有54个民族，京族占总人口86%，主要语言为越南语。 2020年，越南国内生产总值为3430亿美元，人均国内生产总值为3521美元。 1986年革新开放以来，越南经济保持较快增长，对外开放水平不断提高，基本形成了以国有经济为主导、多种经济成分共同发展的格局。 越南和世界上150多个国家和地区有贸易关系。近年来越南对外贸易保持高速增长，对拉动经济发展起到了重要作用。越南主要贸易对象为中国、美国、欧盟、东盟、日本、韩国。 2、能源资源情况 越南已探明煤炭储量约38亿吨，其中优质无烟煤约34亿吨，主要分布在广宁省境内，其余为褐煤和泥煤，主要分布在红河三角洲地区和湄公河三角洲地区;已探明石油和天然气储量分别约为2.5亿吨、3000亿立方米，主要分布在东南沿海和红河、湄公河三角洲地区。 但本国的化石能源产出不足以支撑越南的经济增长需求，近年来越南已从能源净出口国成为净进口国，一次能源对外依存度较高。 可再生能源方面，越南风能资源理论蕴藏量20.99亿千瓦，具有较高的开发潜力。越南拥有3000千米长的海岸线，沿海地区风能资源较为丰富，部分地区年均风速可达8.0米/秒以上。 越南位于热带地区，具有丰富稳定的太阳能资源。越南年日照量在2000-5000小时左右，平均太阳能密度为150千卡/平方厘米，约等同于4390万吨的石油。 越南水电资源技术可开发容量约3100万千瓦，可开发水力资源主要集中在红河流域和湄公河流域，目前越南大中型水电资源已基本开发完毕。 电力市场概况 1、 能源电力结构 越南2022年第一季度电力产出(包括进口电力)为630.3亿千瓦时，同比增长7.8%。其中煤电占45%，水电占26.1%，气电占12%，可再生能源占15.9%，进口电占0.7%。 截止2021年底，越南全国电力系统总装机容量达到76620兆瓦，比2020年增加近7500兆瓦。包括风电和太阳能在内的可再生能源装机容量达20670兆瓦，比2020年增加3420兆瓦，占比27%。越南电力系统规模在总装机容量方面跃居东盟地区首位。 2、电力工业体制 越南电力行业由工业和贸易部(MOIT)管辖，MOIT下的能源总局负责整体能源规划和政策，越南电力监管局(ERAV)负责建立和监督电力市场、电力规划、电价监管和许可。 国有的越南电力集团(EVN)是集全国电力生产、供应和分配调度于一体的电力中枢企业。EVN垄断了输配电环节，并拥有全国42.6%的发电装机。 越南目前处于电力体制改革之中。越南的电力批发市场已于2019年正式运行，截至2020年底，约四成发电装机已经参与到批发市场中，符合条件的电力用户和配售电企业可以通过批发市场购买电力。根据越南的电力市场发展路线图，越南将在2023年启动电力零售市场。 3、电价分析 越南政府严格监管电力零售价格，电力零售价格由MOIT制定并需要总理批准。 为吸引更多私营企业投资开发独立电力项目(IPP)，MOIT和EVN一直在制定电力价格逐步取消政府控制的路线图。2010年以来，越南电价上涨了9倍。 4、可再生能源发展 据2020年4月发布的第13/2020/QD-TTg号决定，越南的太阳能上网电价固定为7.09 美分/千瓦时(地面电站)和7.69美分/千瓦时(漂浮电站)，屋顶太阳能保持8.38 美分/千瓦时。 越南的海上风电上网电价为9.8美分/千瓦时，原定实施到2021年11月截止，由于新冠疫情，截止日期延长至2023年底。 对于可再生能源，政府还启动了直接购电协议(DPPA)试点计划，可再生能源发电商可以直接向企业客户销售电力。DPPA计划的规模预计在400至1000兆瓦之间，它适用于容量大于30兆瓦的风能和太阳能发电方，以及22千伏及以上电压等级的工业制造电力用户。 5、国家电力发展规划 越南第八个电力发展规划(2021-2030年)(PDP 8)草案自2021年3月首次亮相以来已进行了数次调整，最新版本已于2022年5月提交总理审批。 据2021年10月MOIT提交的PDP8草案，越南2030年可再生能源(含水电)发电占比将达到31.5%，2045年将再次提高到36.3%以上，其中太阳能、风能发电到2030年将占11%，到2045年将占27.2%。在2022年2月修订的PDP8草案中，越南到2030年可再生能源发电(含水电)的份额调整为仅占23%。 MOIT在最新的PDP8草案中提议，到2030年越南总装机容量将约为146吉瓦，到2045年总装机容量将超过352吉瓦。 电力市场分析及预测 1、可再生能源发展前景 根据最新的PDP8草案，越南可再生能源将以合理的比例得到优先发展。 据MOIT测算，到2030年越南将开发5吉瓦海上风电，到2045年海上风电将增加到40吉瓦左右，在电源结构中占比12%。 到2045年，陆上和近岸风电将增加5吉瓦，大型太阳能发电将增加5吉瓦，氢气柔性热电将新增4.3吉瓦，水电及蓄电池发电新增5.4吉瓦，屋顶太阳能发电新增3.4吉瓦。 2、疫情后电力需求增长有望加速反弹 越南电力集团副总经理吴山海曾在2021年9月的一次国际会议上透露，目前越南的总电力需求为43吉瓦，受到新冠疫情影响，2020-2021年越南电力需求增速下降，而2016-2019年平均增速为10%左右。 他表示，越南政府一直在努力遏制新冠疫情流行，同时保持社会经济增长。在2022-2030年期间，越南的电力需求有信心恢复并以每年7%-9%左右的速度增长。 投资越南电力市场优势及风险分析 1、投资越南电力市场的优势 越南在吸引外国投资方面具有以下优势：政局稳定，经济发展较快，越南共产党和政府执政能力较强，政策具有连续性，注重经济建设;劳动力成本相对较低;地理位置优越，海岸线长达3260公里，港口众多，运输便利;越南投资法较为开放、完善，为外国投资者提供了较为全面的基础法律保障和较大力度的优惠政策;对外开放程度较高，投资者可利用东盟经济共同体、中国-东盟自贸区等自由贸易平台接近更广阔的国际市场;基础设施需求大。在发展利用新能源的大趋势下，越南对发展可再生能源表现出强烈的兴趣。 2、投资越南电力市场的风险 越南现有的能源基础设施不足，电网薄弱，这将阻碍发展，尤其是可再生能源。在新能源投资迅猛发展的同时，越南也出现了严重的弃光现象。 在最新的PDP 8草案中，MOIT预计未来15年电网基础设施升级将需要520亿美元。但受到长期以来终端电价偏低的影响，EVN的财务状况不容乐观。 越南正在尝试允许私人企业参与投资输配电网，这对私人资本来说意味着更多机会，但投资者也可能面临输变电的法律框架、协议合同不完善等问题，投资项目建设前期需进行通盘考虑。

三问供暖季天然气保供形势 今冬北方供暖季陆续开启，天然气供应情况一直都是备受关注的民生大事。供需矛盾会不会造成气荒?老百姓会不会挨冻?天然气价格会不会上涨?日前，《工人日报》记者对此进行了调查。 三大油企全面启动资源互供 从今年初开始，中国石油(5.600, -0.01, -0.18%)、中国石化(4.930, -0.01, -0.20%)、中国海油就为冬季供暖采取一系列未雨绸缪的措施，从国内增产、增大进口、加快互联互通工程和储气库建设等方面入手，让保供具备坚实的资源基础，保供预案随时可以雪中送炭。 11月11日，中国石油生产经营管理部副总经济师钟伟荣说：“中国石油将集聚多方力量，调动国内外资源，确保民生用气一方不少，合同用气一方不欠。”中国石化和中国海油也表态：确保百姓温暖过冬，确保居民足额用气安全稳定。 国家统计局数据显示，今年前三季度，我国生产天然气1277亿立方米，同比增长9.5%。作为供气主力军的中国石油，近年来天然气产量一直呈箭头向上态势，继2017年首次突破1000亿立方米之后，2018年生产天然气1093.7亿立方米，同比增加61亿立方米，增量占全国一半。2019年预计生产天然气1160亿立方米，增加近70亿立方米，是近年来增产量最大的一年。 中国石化重点加大京津冀周边等北方7省今冬明春的天然气供应量，筹措资源88.1亿立方米，同比增长15%。 作为国内最大的LNG进口商，中国海油目前已签署2000多万吨长协资源，并配置了一批中短期资源合同。今冬明春采暖季，中国海油计划供应天然气约245亿立方米，同比增加15亿立方米。 自2018年以来，国家发改委和国家能源局大力推进三大油企天然气管网和LNG接收站设施相互连通，三大油企在冬季通过LNG接收站代储代销、资源串供、管道代输等多种方式开展合作，充分发挥天然气基础设施的富余能力，相互提供供气服务，增强国内天然气市场的供气安全性。 据悉，三大油企已经从11月初开始全面启动天然气资源互供，确保互联互通工程为冬季天然气供应发挥最大作用。 违规涨价发现一起、查处一起 据悉，以往一些地方由于“煤改气”操之过急而引发用气紧张、补贴到位难、天然气涨价、工程未完工影响正常供暖等问题。 记者从河北、山东等省份了解到，今年不少地方稳步推进“煤改气”。在山东德州的一些村庄，天然气管道提前铺设完毕，已经开始供气。而一些不具备条件的地区则暂时叫停了“煤改气”“煤改电”，严格落实国家有关部门“宜气则气、宜电则电、宜煤则煤”的要求，坚持在推进“煤改气”时“以气定改”，合同签订不到位、基础设施建设不到位、安全保障不到位的情况下，不新增“煤改气”户数。 11月15日，国家发改委新闻发言人孟玮表示，供暖季期间，各地不再调整居民用气终端销售价格。国家发改委经济运行调节局主要负责同志表示，将加强价格监测监管，密切关注市场形势，对违规涨价、滥用市场优势地位等违法违规行为，发现一起、查处一起、曝光一起，切实维护公平市场秩序;在新的清洁取暖设施落实能源供应、安全稳定运行之前，决不允许拆除原有供暖设施，采取清洁煤兜底保障的“双保险”方式，守住群众安全温暖过冬的底线。 三大油企表示，一旦遇到突发极端天气，将立刻采取预案，保证百姓正常生活用气。 然而，冬季用天然气取暖对于一些老百姓来说还是有一定资金压力的，“煤改气”供暖一个冬季可能要增加几千元、甚至上万元的支出。对此，生态环境部表示，要加大清洁取暖资金投入，保障补贴资金及时足额发放。 天然气保供日调度机制建立 季节性峰谷差悬殊是北方供暖季的主要问题，也是气荒的元凶。数据显示，北方冬季的用气量一般是夏季的3.5倍，部分省区市甚至更高。以北京市为例，用气量冬季最高月为夏季最低月的8~11倍。 地下储气库作为有效的调峰设施，三大油企都高度重视。在储气能力建设方面，三大油企精心组织储气库运行，提高储气库强注强采和大进大出能力，入冬前将管网管存、接收站罐存和储气库库存提升至较高水平，切实发挥好季节调峰和削峰填谷作用。 据介绍，中国石油储气库计划采气增加22.3亿立方米，增幅31.7%。11月中旬，中国石化天然气分公司文23储气库正式由注气期转入采气期，按计划，文23储气库今冬明春预计试采气8000万立方米以上，将为我国华北地区今冬明春天然气供应发挥调峰供气和应急调度作用。 三大油企目前继续加大勘探开发、地面建设、储运设施等投入，全力推进长庆、塔里木和西南等主力气田增储上产。在进口资源多元化方面，继续增强进口管道天然气供应能力，按最大能力安排进口天然气管道运行，入冬前将现货LNG资源采购到位，确保进口资源供应稳定可靠。 进入11月份以来，国家发改委会同各地、有关部门和企业建立了天然气保供日调度机制，随时掌握天然气供需动态，及时发现和处理解决影响供应的问题。从近期运行情况看，用气需求增长比较平稳，天然气资源供应相对充足，供需之间保持了一个比较好的平衡状态。 11月19日，中国石油大学教授刘毅军在接受本报记者采访时表示，2019年供需仍会相对平衡，天然气价格不具备大幅上涨的条件，考虑到今年冬季天然气的供需情况，出现大范围气荒的可能性不大，民生用气应该能够得到严格保障。